儲能公司有關電網的心態頗為微妙。

他們有時候感到電力系統有關儲能并不熱心，為此不忿：“儲能這么有用，為何不用？”但他們又承認，儲能電站的規模相有關電網來說實在太小，1兆瓦有關調度簡直可以忽略不計，10兆瓦也算不上大，畢竟電力行業最慣用的單位就是萬千瓦。

而電網公司又是如何看待儲能的呢？實際并非不熱心這么簡單。

近日，eo記者隨我國物理與化學電源行業協會儲能應用分會走訪了深圳寶清電池儲能站。寶清電池儲能站負責人表示，假如電池儲能成本下降到抽水蓄能電站成本之下，電池儲能的應用有望大幅度上升。

未來考慮更大規模儲能

南方電網寶清電池儲能站位于廣東省深圳市龍崗區寶龍工業區，2011年一月投運，定位于科研示范和配網側的應用研究，是國內最早的兆瓦級鋰離子電池調峰調頻電池儲能站。

儲能站建設規模為6MW/18MWH，分兩期建設。一期規模4MW，使用比亞迪和中航鋰電的磷酸鐵鋰離子電池，二期規模2MW，使用珠海銀隆的鈦酸鋰離子電池。東莞鉅威動力，廣州智光電氣等公司參與電力電子部分的工作。

寶清儲能站以2回10KV線路接入深圳電網110KV碧嶺變電站，具備削峰填谷、緊急系統調頻、緊急系統調壓和備用電源功能，整體響應時間不大于10ms，滿足電網快速調節的要，目前能夠實現無人值守與遠程監控。

寶清電池儲能站負責人表示，經過7年運行，寶清儲能站也將考慮以局部替換的方式對原有電池更新換代。未來，他們還將考慮建設更大規模的儲能電站，以及嘗試儲能應用的商業化。

國家電網公司也在同一時期承擔了兆瓦級儲能電站示范項目——河北省張北風光儲輸示范項目。這一項目側重新能源發電并網和消納問題，一期工程建設風電100MW，光伏發電40MW，配套建設儲能20MW。

2013年，張北風光儲輸示范項目又開展了二期擴建，二期工程新增風力發電裝機容量400MW、光伏發電裝機容量60MW和化學儲能裝置50MW。

電池儲能應與抽水蓄能對標

寶清儲能站站長表示，目前業內慣于談論電池成本低于某個數字后能夠產業化，抽蓄的成本可能是一個更好的參考指標。目前，抽水蓄能電站的造價不斷上升，而電池儲能的成本一直下降，假如未來電池儲能的成本低于抽蓄，前景必然明朗。

抽水蓄能電站是目前應用最廣泛的大規模儲能技術，半個世紀以來，全世界抽水蓄能裝機規模上升近40倍，目前在建與擬建抽水蓄能的裝機容量仍然相當可觀，日本、美國和我國目前裝機容量均超過1000萬千瓦。

根據公開信息，2015年，國家電網公司宣布安徽金寨、山東沂蒙、河南天池三座抽水蓄能電站正式開工，總裝機容量360萬千瓦，工程總投資217億元。這三座120萬千瓦的電站投資額分別是75億、74億和68億，即平均每千瓦的投資在5000元—6500元之間。

目前鋰離子電池本體的成本已經低于這一水平，但尚未有百兆瓦級或更大規模的儲能電站實例，具體的系統成本與運行成本數據還不得而知。

業內人士表示，與電化學儲能電站相比，抽水蓄能電站最大的優點在于技術成熟，同時抽水蓄能電站規模大，設計壽命長。但是，抽水蓄能電站選址難度高，建設周期長，涉及征地等系列問題。而鋰離子電池響應速度快于抽蓄，建設速度快，也更加適應分布式能源的發展。

有關電池儲能的應用，安全性也是一大重要考量，“電網公司有關安全的要求是苛刻的。”多位專業人士也表示，電網公司偏愛成熟的技術。

此外，電池回收目前仍然是行業難題。寶清儲能站負責人表示，央企重視社會責任，不能用完扔了不管。假如回收問題不能夠妥善解決，電網公司可能也不會傾向大規模運用。

在近10年內，我國大規模儲能技術仍然重要依靠抽水蓄能，在10-20年之間，電化學儲能中的鋰離子電池、液流電池和鉛酸電池將逐漸發揮重要用途并進入商業化應用階段。

從用戶側切入，農村包圍城市

進入電網系統是眾多儲能公司向往的目標。

釩液流電池公司大連融科儲能公司總工程師張華民就曾多次表示，儲能應該作為電網的組成部分。只建設在發電側或者用電側，儲能電站的功能相對單一。假如建在電網之中，平滑新能源發電、調峰調頻、黑啟動等多種功能都能夠實現，儲能電站的綜合價值更大。

目前不在不同的技術路線中，釩液流電池因起技術特性，壽命長、安全性好，但能量密度低，相比鋰離子電池更易于也更適合建成大規模儲能電站。2016年，大連融科儲能和大連熱電集團合作建設200MW/800MWH儲能調峰電站正在建設中，預計明年完工并投入運營。據接近這一項目的人士透露，這一項目將有可能爭取到抽水蓄能電站的兩部制電價政策。

電網人士表示，有關用在輸配電環節的儲能，必須達到一定規模才對調度出現意義。另外，儲能還應該能夠持續運行足夠長時間。比如抽水蓄能電站可以按周調節的方式運行，儲能則只能達到小時級別。

今年十月印發的《有關促進儲能技術與產業發展的指導意見》也在一定程度上顯示出了對大規模儲能裝置的追求。文件提出針對不同應用場景和需求，開發分別適用于長時間大容量、短時間大容量、分布式以及高功率等模式應用的儲能技術裝備。100MW級電池儲能系統正是重點之一。

圣陽電源新能源事業部總經理張繼佳告訴eo，百兆瓦級電池儲能電站的難度在于管理，百兆瓦并不是10個10MW簡單相加。有關較小規模的儲能電站，儲能公司已經有很多實踐，能夠將整個系統管理好，但有關大規模儲能還缺乏項目相關相關經驗。另外，按照目前的技術水平，百兆瓦級的儲能電站成本仍然過高，經濟賬算不過來，難以商業化運行。

盡管希望能夠進入輸配環節，但實踐中公司還是著重從用戶側切入。目前，儲能的商業化應用多集中在用戶側削峰填谷、電能質量管理，規模在幾兆瓦到十幾兆瓦不等。儲能與火電聯合調頻也有一些案例，但儲能作為火電廠的一部分，還沒有獨立的市場地位。

一位看好儲能遠期發展的電池公司負責人說：“我們可以先易后難，‘農村包圍城市’”。

責編：珊珊